diseño conceptual de un vaporizador de gas natural licuado (gnl)

Met&Flu
DISEÑO CONCEPTUAL
DE UN VAPORIZADOR DE GAS NATURAL LICUADO (GNL)
DE UNA PLANTA DE REGASIFICACIÓN EN COLOMBIA
Ingeniero Mecánico, UN, Especialista en Gerencia de Proyectos, UN - Profesional Proyectos Especiales Promigas S.A. E.S.P.
Barranquilla, Colombia
Especialista en Ingeniería del Gas, UIS - Ingeniero de Cuarto de Control Planta de Gas Gibraltar
Bucaramanga, Colombia
Resumen: Debido al posible déficit de gas que Colombia podría experimentar, el gobierno pretende implementar
una planta de regasificación de gas natural licuado (GNL) en la bahía de Cartagena. Teniendo en cuenta que para el
país serán procesos y tecnologías novedosas, se desarrolla este estudio del análisis teórico de un vaporizador de GNL,
tomando como base de cálculo una capacidad estimada a regasificar de 400 MMSCFD, con el fin de determinar el
área, las dimensiones y flujo de agua de mar requerido en un vaporizador de GNL. Para esto, se utilizaron modelos
matemáticos tradicionales para el cálculo de transferencia de calor en intercambiadores, la herramienta de simulación
numérica Aspen HYSYS y el apoyo de las normas europeas EN1160 y EN 1473 para diseño de plantas de GNL.
Finalmente se obtuvo el diseño de un vaporizador de tablero abierto (ORV) que requiere un área de 75 m2, repartida
en tubos de 2" de diámetro y 5 m de alto con un flujo de agua para vaporizar el GNL de 16600 m3/h.
GNL, planta de regasificación de GNL, vaporizador.
Abstract: Due to possible gas shortage that Colombia could experience over the next few years, the national government will
develop the construction of a regasification terminal for liquefied natural gas (LNG) in the Bay of Cartagena. Given that in the
country will be processes and novel technologies, the theoretical analysis of LNG vaporizer is developed in this work, based on
a estimated regasification capacity of 400 MMSCFD, in order to obtain the surface área, sizing and wáter flow needed in a LNG
vaporizer. To this, traditional mathematical models were used to calculate the heat transfer in exchangers and were used the
numerical simulator tool Aspen HYSYS as well as the european standars EN 1160 and EN 1473 for the LNG regasification
plant design. Finally, LNG open rack vaporizer (ORV) was obtanined with 75 m2 surface área, 5 m and 2" height and diameter
tubes respectively and 16600 m3/h flow wáter as a source of heat to regasify the LNG.
LNG, LNG regasification plant, vaporizer.
1. INTRODUCCIÓN
La tecnología del gas natural licuado a nivel mundial
está muy bien desarrollada y para algunos países que
no disponen de fuentes primarias para generación de
energía, se convierte en una fuente de suministro
más económica, ambientalmente amigable y menos
riesgosa que otras fuentes tales como la energía
nuclear (caso Japón); además, para los países que
disponen de grandes reservas de gas natural,
1 [email protected]
16
exportarlo les genera gran rentabilidad económica,
muy importante para su producto interno bruto. En
países autosuficientes en el consumo de gas natural,
como lo es Colombia, se inició la implementación
esta tecnología de importación de GNL, como
estrategia para fortalecer la garantía de la
disponibilidad de gas natural, ya que se estima, que el
balance entre la producción de gas y su consumo es
igual a cero para el año 2018 [1]. En la figura 1 la
Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)
2 [email protected]
Diseño Conceptual de un Vaporizador de Gas Natural Licuado (GNL) de una Planta de Regasificación en Colombia
Tecnología
Met&Flu / Primer semestre de 2015
17
Met&Flu
presenta este balance de gas, haciendo una
proyección hasta el año 2022, en donde estudia tres
escenarios principales (escenario alto, medio y bajo).
Sumado a lo anterior, otra variable que consideró el
gobierno, es el fenómeno que se presenta cada 4 o 5
años llamado "El niño", el cual trae una sequía
extrema, haciendo que las hidroeléctricas sean
afectadas en su producción y por lo tanto se debe
contar con una fuente de suministro de respaldo para
garantizar que las termoeléctricas generen gran parte
de la energía, durante los períodos en que se da este
fenómeno.
Balance De Gas Natural Para Colombia (Fuente: UPME)
La importación de GNL requiere la implementación
de una planta de regasificación, donde el GNL es
recibido en fase liquida y enviado desde los buques
metaneros hacia los tanques de almacenamiento, o
hacia una barcaza con capacidad de almacenamiento
y regasificación de GNL. Posteriormente es
vaporizado (llevado a su estado gaseoso) y
finalmente entregado a la red nacional de transporte
de gas natural, para los consumidores finales. Por
último, este trabajo se en el estudio del equipo de
mayor relevancia del terminal de regasificación que
es el vaporizador.
2. METODOLOGIA
Diferentes autores han estudiado la dinámica de
estos terminales de importación de GNL, como es el
caso de Mokhatab [2] quien enuncia los principales
equipos del terminal como: brazos de descarga de
GNL, tanque de almacenamiento de GNL,
compresor de gases de evaporación (boil off gas o
BOG), bombas de baja y alta presión de GNL,
recondensador de BOG y el vaporizador de GNL.
Para este artículo, se se consideró que la etapa más
importante del terminal de regasificación, es el
sistema de vaporización, por lo que se centró en el
estudio del vaporizador.
18
El vaporizador de GNL es un intercambiador de
calor que transforma el GNL de estado líquido a
estado gaseoso por medio de un aporte de calor, para
ser enviado a red nacional de transporte, listo para su
consumo. La regasificación se realiza a alta presión
(entre 70 y 80 Bar aproximadamente) debido a que si
se desea inyectar a la red, cuya presión es elevada, es
más sencillo elevarle la presión a un líquido, que a un
gas, hablando en términos de energía. Los
vaporizadores utilizados en el mundo son:
Vaporizador de tablero abierto (Open rack
Vaporizer ORV): Este está construido por paneles
verticales de tubos aleteados, fabricados de
aleaciones de aluminio, por donde en su interior,
entra el GNL en fase liquida, de abajo hacia arriba,
calentado a lo largo de su recorrido por una cortina
de agua de mar a temperatura ambiente. Esta agua,
es de especial manejo, ya que primero, el vaporizador
debe ser diseñado para que la caída de temperatura
sea de 5 °C aproximadamente (este valor se toma
como referencia en el diseño de este trabajo, ya que
viene dado por regulaciones locales internacionales,
siendo utilizado en las diferentes diseños
desarrollados en las plantas alrededor del mundo [3])
y segundo el agua debe tener tratamiento químico
para evitar incrustaciones y posible crecimiento
marino dentro de los tubos. También se debe
considerar, las condiciones químicas de descarga del
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Tecnología
agua de mar, ya que puede causar ambientalmente
impactos negativos.
Vaporizadores
de
combustión
sumergida
(Submerged Combustión Vaporizer SCV): El GNL
va dentro de tubos de acero inoxidable, sumergidos
en un baño de agua calentada por la combustión de
gas natural. La figura 2 muestra un vaporizador ORV
y un SCV.
Vaporizadores de carcasa y tubo (Shell and Tube
Vaporizer STV): Requieren de una fuente externa de
calor, típicamente una mezcla de agua/glicol y
finalmente los vaporizadores de aire ambiente
(Ambient Air Vaporizer AAV) que utilizan aire
como fuente de calor para vaporizar el GNL [4].
En el mundo, los vaporizadores más utilizados son
los de tablero abierto (ORV), seguido de los
vaporizadores de combustión sumergida (SCV) en el
orden de 70% y 20 % respectivamente y el 10% final
se reparten entre las demás tecnologías [2].
Patel et al [3] evalúan la mejor alternativa de
selección de las mismas tecnologías de vaporización
mencionadas anteriormente, llegando a la conclusión
que el sitio y las condiciones ambientales son el
criterio principal de selección; pero también
concluye que los vaporizador más amigables con el
ambiente son los que usan aire como fuente de calor
para vaporizar el GNL. Para el caso del Caribe
Colombiano cuya capacidad de regasificación es 2,8
millones de toneladas por año (2,8 MTA)
aproximadamente, estos vaporizadores serian
adecuados, pero al mismo tiempo Patel sugiere que
no sirven para vaporizar cantidad grandes de GNL
(mayor a 0,3 MTA), ya que comienzan a tener serios
problemas de escarchamiento de hielo. En este
mismo orden de ideas, según Petel, para locaciones
donde la temperatura ambiente durante el año es
mayor a 18 °C, después de los vaporizadores con
aire, los más adecuados son los que usan agua de mar
como fuente de energía (ORV), los cuales poseen
bajos costos de operación y permiten manejar
grandes cantidades de GNL (mayor a 0,3 MTA). De
acuerdo a lo anterior, para este estudio, se seleccionó
para el diseño del vaporizador el de tablero abierto
(ORV), siendo este, el más utilizado en el mundo y
el más conveniente para ser aplicado en Colombia,
debido a la fácil disponibilidad de la fuente de
energía requerida para vaporizar el GNL [3].
3. CÁLCULOS Y RESULTADOS
El gas natural licuado, de acuerdo al país que lo
exporta, tiene diferentes composiciones, este varía
entre 430 Kg/m3 y 470 Kg/m3.
Vaporizadores Tipo ORV y SCV (Fuente: Patel et al., [3])
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Composición de GNL (%)
GNL
GNL
Componente
liviano
mediano
C1
98
92
C2
14
6
C3
4
1
C4
1
0
N2
1
1
ρ (Kg/m³)
428
446
GNL
pesado
87
95
25
5
5
465
Onshore Installations" la temperatura mínima de
salida del gas después de ser vaporizado es 0 °C, así
para este estudio se considera que T sal gas = 5 °C [8].
De acuerdo a las consideraciones anteriores, se
calcula del área de intercambio de calor (1):
Q total = U *A * ΔT ln
(1)
Dónde:
Composición de 3 tipos diferentes de GNL
La tabla 1 muestra la composición típica de un GNL
liviano, mediano y pesado [5].
Para los cálculos del diseño del vaporizador, se
considera un GNL mediano con una densidad
promedio de 450 Kg/m3 a una temperatura de -162
°C (-260 °F).
Para el cálculo de las principales variables del
vaporizador se tienen en cuenta las siguientes
consideraciones:
Ÿ El volumen a regasificar diario es de 400
MMSCFD que corresponden a 787 m3/h de GNL
o a 2,8 MTA (Esta capacidad a regasificar está
definida por el máximo déficit de gas durante el
plan de abastecimiento en Colombia 2012-2022
[6]).
Ÿ Según lo indica la norma EN 1160 "Installation
and equipment for liquefied natural gas - General
characteristics of liquefied natural gas", el material
de los tubos que conforman el vaporizador debe
ser de aleaciones de aluminio [7]. Un material que
es bien utilizado actualmente para vaporizadores
de GNL tipo ORV, es la aleación de aluminio
5052 o la aleación UNS A95052.
Ÿ La densidad del GNL a vaporizar se considera
como 450 Kg/ m3.
Q total = Flujo de calor necesario que requiere el
GNL para ser regasificado.
U = Coeficiente global de transferencia de calor del
vaporizador.
A = Área de intercambio de calor requerida para
vaporizar el GNL.
ΔT ln = Diferencia de temperatura media
logarítmica en el vaporizador.
Para el flujo de calor (Q total) necesario que requiere
el GNL para ser regasificado se debe tener en cuenta
que dentro de los tubos del vaporizador, se presenta
cambio de fase y que el calor total es igual al flujo de
calor de vaporización de GNL (Q vap) más el flujo
de calor de calentamiento (Q cal) del gas ya
vaporizado, así como lo muestra (2).
Q total = Q vap + Q cal
El Q vap se calcula de acuerdo a (3) [9].
Q vap= m GNL* λ vap
20
(3)
Para una densidad del GNL de 450 Kg/m3 y
volumen a regasificar de 787 m3/h se tiene el flujo
másico de GNL (ṁ GNL) es 98.4 Kg/s. A estas
condiciones el calor latente de vaporización (λ vap)
es aproximadamente 500 KJ/Kg, por lo tanto:
Q vap = 98.4
De acuerdo a la norma EN1473 "Installation and
equipment for liquefied natural gas - Design of
(2)
Kg
KJ
* 500
˜ 49200 Kw (4)
s
Kg
Para determinar (Q cal) se utiliza la ecuación (5).
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Q cal = m GN * Cp GN * ΔT
(5)
Dónde:
ṁ GN = Flujo másico de gas natural ya vaporizado
= 98.4 Kg/s
Cp GN = Calor especifico del gas vaporizado
≈ 2.5 KJ / (Kg*K)
ΔT = Diferencia de temperatura entre la salida y la
entrada del gas natural = 167 K
90000 Kw = m H20 * 3.9
m H20 ≈ 4600
Por lo tanto se tiene que:
Q cal = 98.4
Como buena práctica por regulaciones ambientales
en países del mundo, la caída de temperatura del
agua de mar en vaporizadores, no debe ser superior
a 5 °C. Por lo anterior, con la temperatura de agua de
mar de entrada = 22 °C y Cp H2O a esas
condiciones = 3.9 KJ / (Kg * K) [10] se tiene que:
KJ
*5 K
Kg * K
Kg
m3
≈ 16600
h
s
(9)
(10)
Kg
KJ
* 2.5
* 167 K ≈ 41000 Kw (6)
s
Kg*K
De acuerdo a (2) se determina el Q total:
Q total ≈ 90000 Kw
(7)
Con el flujo de calor (Q total) calculado en el
numeral anterior, se determina el flujo másico de
agua (ṁ H20) necesario para aportar este calor.
Utilizando la forma (5) y el calor específico del agua
(Cp H2O) pero analizando el sistema de agua se tiene
que:
Q total = m H20 * Cp H2O * ΔT
(8)
Utilizando la herramienta aspen HYSYS (versión
8.0), se realiza la simulación numérica del terminal de
regasificación apoyado con los cálculos y
condiciones operacionales anteriormente mostrados,
para determinar el coeficiente global de transferencia
de calor (U). La figura 3 muestra el esquema del
diagrama de flujo del terminal de regasificación,
simulando en Aspen HYSYS.
Para esta simulación se escogió el mismo paquete
termodinámico utilizado por Kumar [11] en su
estudio "ASPEN simulation: Liquefied natural gas import
terminal safety and security study" donde inicialmente
Diagrama de flujo terminal de regasificación simulado en ASPEN HYSYS
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estudia el comportamiento de varios paquetes
termodinámicos de Aspen HYSYS para así
seleccionar el mejor para su estudio. De acuerdo a las
condiciones de operación del GNL, el paquete que
mejor se ajusta para este caso es Soave-RedlichKwong (SRK).
Por medio de la simulación, se determina U dando como
resultado (11):
W
U ≈ 17600 2
(11)
m *K
La figura 4 muestra la dirección y la temperatura de
cada uno de los fluidos que pasan por los tubos del
vaporizador. La diferencia de temperatura a lo largo
del tubo no es constante, sigue una forma
logarítmica ("ΔT " ln) por lo que se calcula, como lo
muestra (12):
ΔT ln =
ΔT1 - ΔT2
ΔT1
ln (
)
ΔT2
(12)
presentados en esta sección se determina el área de
transferencia de calor como se muestra a
continuación:
A=
Q total
=
U * ΔT ln 17.6
90000 Kw
(14)
Kw
* 68.81 K
m2 * K
A = 74,5 m2 ˜ 75 m2
La altura de los tubos de un vaporizador tipo ORV
pueden llegar a medir hasta 7 metros [12], por lo cual
para determinar el número de tubos del vaporizador
se requiere de las siguientes consideraciones:
Ÿ Altura de los tubos h = 5 m
Ÿ Diámetro de los tubos d = 2" = 50.8 mm
Ÿ Diámetro interior de los tubos d interior = 50 mm
El cálculo del área superficial de cada tubo ("A tubo"
) se calcula como (16):
A tubo = π * d interior * h = π * 0.05 m * 5 m (16)
Dónde:
A tubo = 0,78 m2
ΔT1= T S.H2O - T GNL = 17 °C - (-162 °C) = 179 °C
ΔT2= T E.H2O - T GN = 22 °C - 17 °C = 5 °C
Utilizando la ecuación (12) y realizando los cálculos
se obtiene que:
ΔT ln = 68.81 °C = 68.81 K
(15)
(13)
(17)
Utilizando la ecuación (15) y "A tubo" , se halla el
número de tubos del vaporizador ("# tubos" ), de la
siguiente manera:
# tubos =
A
75 m2
=
≈ 96 tubos (18)
A tubo 0,78 m2
4. DISCUSIÓN
Utilizando la ecuación (1) y con los resultados
En general, la selección del sistema de vaporización
depende ampliamente de las condiciones
ambientales, las limitaciones por regulaciones,
consideraciones operativas, localización, análisis
económicos y las condiciones finales de distintos
tipos de emisiones, tales como los gases de
combustión en el caso del SCV o la temperatura de
descarga del agua de mar en el ORV. Por otra parte,
Dirección de los fluidos en el tubo del vaporizador
22
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Tecnología
el diseño del vaporizador de acuerdo a las normas
europea EN 1160 y la EN 1473, muestra que se
necesita un vaporizador aproximadamente de 100
tubos de diámetro de 2" para poder obtener un
volumen de gas regasificado de 400 MMSCFD. Al
mismo tiempo se observa que se necesita un flujo
considerablemente alto de agua, que pueda aportar la
energía necesaria para vaporizar el GNL, pero al
mismo tiempo, un buen manejo racional de esta
agua, evita los impactos negativos que pueda tener
sobre la vida marina.
Finalmente, estudios económicos se han
desarrollado para el terminal que actualmente se está
implementando en Cartagena, y al contar con la
alternativa de generación de energía eléctrica
alimentando las plantas térmicas con gas natural
proveniente de la planta de regasificación, se estima
que se podrían alcanzar ahorros cercanos a los
612.000.000 USD anuales durante los próximos 10
años de operación en los que planta requiera entrar
en servicio. Lo anterior deja ver que estar preparados
para situaciones de déficit en la garantía energética
del país, e implementar estrategias de aseguramiento,
puede traer grandes beneficios que fortalecen la
economía del país.
5. CONCLUSIONES
La importación de GNL es una solución
técnicamente viable al problema de suministro de gas
que Colombia puede enfrentar, para el año 2018, de
acuerdo a lo proyectado. Al mismo tiempo, la
implementación de esta tecnología trae desarrollo y
generación de valor para el país en términos de
evolución de la canasta energética. Por lo tanto, la
ejecución de este trabajo, se realizó en un momento
oportuno, ya que sirve como una fuente de consulta
disponible a nivel académico, en la cual se encuentra
bibliográfica y normas que podrían ser de utilidad
para esta nueva industria del GNL en Colombia.
De acuerdo a lo estudiado y para el caso
Colombiano, donde la temperatura ambiente es alta
durante todo el año (bahía de Cartagena), el sistema
de vaporización de GNL seleccionado como base de
estudio, fue adecuado ya que el agua de mar como
fuente de energía para vaporizar el GNL, posee
condiciones de temperatura, que dan un punto clave
en la selección del vaporizador, siendo este al mismo
tiempo, adecuado para la capacidad requerida a
regasificar para Colombia. No obstante, la cantidad
de intercambio de energía que requiere este
vaporizador es bastante alta, como se determinó
anteriormente, lo que conlleva a que se necesiten
grandes cantidades y flujos de agua de mar, haciendo
hasta cierto punto, crítico el tema ambiental. Por lo
anterior, es de gran importancia considerar estudios
del manejo adecuado del agua de mar, sobre todo en
el instante a ser descargada nuevamente al mar.
6. REFERENCIAS
[1] Unidad de Planeación Minero Energética, Ministerio de Minas y Energía,
Republica de Colombia. Análisis de oferta y demanda de gas natural en Colombia.
Bogotá, D.C.: UPME, 2013.
[2] Mokhatab S, Mak J, Valappil J, Wood D. LNG Fundamentals. En: G.
P. Publishing, 1er ed. Handbook of liquefied natural gas. Oxford: Elsevier, Inc.;
2014: 1-103.
[3] Patel D, Mak J, Rivera D, Angtuaco J, "LNG Vaporizer selection base on
site ambient conditions," presented at the LNG 17 Conference., Houston., United
States, Abr. 2013.
[4] Tusiani M, Shearer G. LNG Import Terminals. En: Paterson M. 1er ed.
LNG: A nontechnical guide. Tulsa: Pennwell Corporation.; 2007, 165-195.
[5] Debrota ?, Lali? B, Kormar I. Problem of Boil-Off in LNG supply chain.
Trans. Marit. Sci. 2013; 02: 91 - 100.
[6] Unidad de Planeación Minero Energética, Ministerio de Minas y Energía,
Republica de Colombia. Plan de abastecimiento de gas natural. Bogotá, D.C.:
UPME, 2013
[7] British standard Institute. Installation and equipment for liquefied natural gas
- General characteristics of liquefied natural gas. BSI EN 1160. First edition.
1997.
[8] British standard Institute. Installation and equipment for liquefied natural gas
- Design of Onshore Installations. BSI EN 1473. First edition. 2007.
[9] Estrany F, Dosta J, Perez J, Muñoz S, Rodríguez O. Vaporizadores de agua
de mar para gas natural licuado. Tecnica Industrial (TI). 2007; 01: 24 - 31.
[10] Escudero R. Diseño y estudio técnico - económico de una terminal de
almacenamiento de regasificación de GNL. Trabajo de grado (Ingeniero civil
Mecánico), Departamento de Ingeniería Mecánica, Facultad de Ciencias Fisicas y
Matematicas. Universidad de Chile. Santiago de Chile, Chile, 2008.
[11] Kumar R. ASPEN simulation: Liquefied natural gas import terminal
safety and security study. Tesis de Maestría, Departament of Chemical Engineer,
Faculty of the College of Graduate Studies, Lamar University, Beaumont, Texas,
United States, 2006.
[12] Tarakad R, LNG receiving and regasification terminals. 1er ed, Houston:
Z. D. Corporation; 2003.
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